авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«Ю.М. Малиновский НЕФТЕГАЗОВАЯ ЛИТОЛОГИЯ Москва Российский университет дружбы народов 2009 Ю.М. МАЛИНОВСКИЙ НЕФТЕГАЗОВАЯ ...»

-- [ Страница 4 ] --

По взаимоотношению с породой различают воду сво бодную и связанную. Свободная вода способна переме щаться в породе при перепаде давления. В процессе форми рования скоплений нефти и газа свободная вода в значи тельной степени вытесняется из горных пород. Связанная вода остается в породе. По своей природе она может быть физически и химически связанной. Физически связанная Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология вода присутствует благодаря действию молекулярных сил или сорбции (пленочная, уголков пор, субкапиллярная и др.). Химически связанная вода - это конституционная (в гипсе CaS04 2Н2О) и кристаллизационная (в малахите Cu2(CO3) (OH)2).

В процессе формирования залежей углеводородов в по роде остается вся химически и физически связанная вода, а также часть свободной. Последняя удерживается капилляр ными силами в тонких капиллярах и местах контакта мине ральных зерен. Это явление называется остаточной водона сыщенностью, а сама вода - остаточной.

Содержание остаточной воды тем выше, чем дисперснее фрагменты, слагающие породу, выше ее удельная поверх ность и мельче поры. Например, в слабоуплотненных песча никах остаточная вода составляет 10-20%, тогда как в глини стых алевролитах достигает 70-75% и даже более. Остаточ ная вода снижает полезную емкость коллекторов, но повыша ет экранирующие способности глинистых пород. Толщина пленки физически связанной воды на поверхности минералов варьирует от 0,0004 до 2 мкм. Преобладают размеры пленок от 0,001 до 0,1 мкм. Поры меньше 0,002 мкм практически всегда заполнены неподвижной водой. Такой и меньший раз мер пор характерны для хорошо отмученных глин и сильно уплотненных алевритистых и песчанистых глинистых пород.

При подготовке исходных данных для подсчета запасов нефти и газа из величины средней пористости пород про дуктивного пласта необходимо вычесть содержание оста точной воды.

8.5. Нефте- и газонасыщенность Нефте- и газонасыщенность - это степень заполнения порового пространства породы этими компонентами. Как и водонасыщенность, степень заполнения пор газом или неф Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений тью выражают в процентах. Вне зависимости от К полной пористости в случае, когда все поры заполнены, например, газом, газонасыщенность составляет 100%. В породе часто присутствуют все три флюида - газ, нефть и вода. Их сум марная насыщенность составляет 100%, хотя доля каждого из них может меняться. При разработке месторождений уг леводородов значительная их доля остается в коллекторах.

Нефти извлекается обычно не более 50%, остальная часть находится как бы в связанном состоянии. Количество из влекаемой нефти зависит от множества факторов. В первую очередь, от грамотной не хищнической эксплуатации ме сторождений, а также от свойств самой нефти (вязкости), количественных соотношений между флюидами, смачивае мости минеральных зерен, качества коллекторов и т. д. Зна чительно выше доля извлекаемого газа.

8.6. Смачиваемость Смачиваемость - это способность тела смачиваться ка кой-либо жидкостью. В нефтегазовой геологии наибольший интерес представляют минералы, хорошо смачиваемые во дой или нефтью. Минералы, хорошо смачиваемые водой, называют гидрофильными. К ним относится большинство осадочных породообразующих минералов: силикаты, кар бонаты, сульфаты, окислы. Минералы, которые не смачи ваются водой, называются гидрофобными. К ним относятся сульфиды тяжелых металлов, сера, графит и некоторые еще реже встречающиеся минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды.

По отношению к нефти также имеются смачиваемые и несмачиваемые минералы. Большинство породообразую щих минералов по отношению к нефти смачиваемые, что служит одной из причин, понижающих нефтеотдачу про дуктивных пластов.

Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Глава КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ Классификация коллекторов определяется их свойства ми. Вопросы классификации очень важны и имеют практи ческое значение при определении запасов полезных иско паемых и способов их разработки. Поскольку факторов, оп ределяющих коллекторские свойства, слишком много, соз дать вполне удовлетворительную классификацию сложно.

Все существующие классификации, кроме самых общих, весьма условны и приблизительны. Кроме того, сам раздел коллектор-неколлектор также весьма условен. Часть пород в процессе своего развития может превратиться из коллек тора в неколлектор, и наоборот. Некоторые породы ранее вообще не рассматривались как коллекторы, а теперь их с успехом эксплуатируют, в том числе и потому, что совре менная технология позволяет вовлекать их в разработку.

В основном классификации бывают двух типов: общие и оценочные. Общие базируются на генезисе, составе и строении пород, структуре, морфологии и времени форми рования порового пространства (табл. 9.1). Они, как прави ло, включают все типы пород-коллекторов (магматические, метаморфические, осадочные). Оценочные классификации дают представление о качестве коллекторов (пористость, проницаемость), показывают в определенных пределах чис ленные значения их параметров для каждого из классов. Та кие классификации обычно составляют для конкретных групп пород (обломочных, карбонатных).

В приведенной классификации высшим элементом классификационной иерархии приняты группы коллекто ров, которые выделяются по литологическому составу, группы обломочных, карбонатных, глинистых пород, и в самостоятельную группу выделены редко встречающиеся по Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Таблица 9. Классификация коллекторов нефти и газа (по Б.К. Прошлякову и В.Г. Кузнецову) Характерные Группа Тип Вид порового литологические пород коллектора пространства разновидности пород Обломоч- Поровый Межзерновой Пески, песчаники, алев ные риты, алевролиты, про межуточные разности пород и калькарениты Трещинный Трещинный Песчаники и алевроли ты регенерационной структуры, прочные песчаники и алевроли ты с карбонатным це ментом Смешанный Межзерновой, Прочные песчаники и (сложный) трещинный алевролиты с остаточ ной межзерновой по ристостью Карбонат- Поровый Межформен- Биогенные, биохимо ные ный генные, оолитовые из вестняки и доломиты Внутрифор- Биоморфные (форами менный ниферовые, гастроподо вые, коралловые) извес тняки Межзерновой Доломитистые и доло митовые хемогенные и криптогенные известня ки, доломиты Трещинный Трещинный Криптогенные доломи ты, известняки хемоген ные, окремнелые и гли нисто-кремнистые Смешанный Межзерновой, Уплотненные известня (сложный) ки и доломиты различ трещинный, ного генезиса каверновый Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Продолжение табл. 9. Характерные Группа Тип Вид перового литологические коллектора пород пространства разновидности пород Трещинный Трещинный Аргиллиты известко Глинистые вые, аргиллиты извест ково-кремнистые Кора выветривания Магматиче- Поровый Межзерновой гранитов, гнейсов, си ские и мета лициты морфические коры вывет ривания, кремнистые, сульфатные Трещинный Трещинный Метаморфические слан цы, серпентиниты, ан дезиты, кремнистые по роды, ангидриты Серпентиниты, андези Смешанный Межзерновой, ты (сложный) трещинный роды-коллекторы - магматические, метаморфические, кора их выветривания, а также кремнистые и сульфатные.

К поровому типу коллекторов отнесены породы-кол лекторы, в которых мелкие поры (1 мм и мельче) соединены между собой проводящими (поровыми) каналами. Их кол лекторские свойства изменяются в очень широких пределах (К п от 2-3 до 40-50%, Knp. от IO"16 до IO"12 м2).

Трещинный тип породы-коллектора характеризуется на личием открытых (зияющих) трещин. Он обладает низкой трещинной пористостью (2,5-3%). Вместе с трещинными по рами в породе могут быть и межзерновые (до 5-7%), но они в своем большинстве оказываются изолированными. Как пра вило, трещинный коллектор постдиагенетический, вторичный.

К смешанному (сложному) типу пород-коллекторов от носятся породы, в которых присутствуют различные виды Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений порового пространства (два или более), в том числе меж зерновой, трещинный, каверновый, межформенный, внут риформенный и др. Коллекторские свойства пород-коллек торов смешанного типа варьируют в широком диапазоне.

9.1. Группа обломочных пород-коллекторов Эта группа представлена преимущественно песчаника ми, алевролитами и промежуточными разностями пород. В молодых, неогеновых и четвертичных отложениях встреча ются пески и алевриты. Иногда коллекторами в этой группе бывают и гравелиты.

Значительное уплотнение обломочных пород, особенно кварцевых и отчасти олигомиктовых с кварцевой основой, за счет процессов регенерации и растворения зерен в зонах контакта друг с другом, приводит к существенному повы шению их хрупкости. Это способствует возникновению трещинной пористости в пластах песчаников и алевролитов.

Поэтому в обломочных породах встречаются три типа кол лекторов: поровый, трещинный и смешанный (сложный).

Поровый тип коллектора в обломочных породах рас пространен наиболее широко. Он свойствен пластам песча ных и алевритовых пород, калькаренитам и иногда гравели там. Поры здесь межзерновые. Их размер в идеализирован ных коллекторах, состоящих из изометричных зерен одного размера, в зависимости от способа укладки частиц (при от сутствии цемента) составляет 0,154-0,414 от их диаметра.

Таким образом, теоретически у мелкозернистых песчаников размер пор при самых благоприятных условиях может быть от 0,015 до 0,1 мм, а у крупнозернистых - от 0,15 до 0,4 мм.

В реальных породах размер пор всегда меньше. Это опреде ляется степенью однородности обломочных зерен по вели чине, содержанием цемента, степенью равномерности его распределения в породе, уплотнением, минеральными но Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология вообразованиями, регенерацией кварца, полевых шпатов и других минералов, растворением зерен в местах контакта друг с другом и некоторыми другими. Влияние всех этих факторов и процессов возрастает с глубиной залегания кол лектора.

Трещинный тип коллектора - это коллектор, емкость которого определяется трещинной пористостью, а путями миграции флюидов являются зияющие трещины. Для него характерна низкая пористость и чрезвычайно широкий диа 17 пазон колебаний проницаемости - от 10" до 10" м.

На больших глубинах трещинный коллектор может быть встречен в породах самого различного генезиса и состава.

Трещины в породах-коллекторах бывают тектониче ские, литогенетические и естественного гидроразрыва (или авторазрыва).

Тектонические трещины группируются в системы оп ределенной ориентировки. Каждая из систем чаще всего разновозрастна, что обычно устанавливается по взаиморас положению трещин и наличию в них минеральных или ор ганических новообразований. Изучение трещиноватости пород в Предкарпатском прогибе позволило Р.С. Копыстян скому (1978) установить, что ориентировка трещин опреде ляется не только направленностью тектонических напряже ний, но и литологическим составом пород. Так, для песча ников характерна трещиноватость, перпендикулярная к на слоению, для аргиллитов - параллельная наслоению и для мергелей - диагональная или косая.

Густота трещин нередко лимитируется толщиной пла стов, при этом, чем меньше мощность при прочих равных условиях, тем больше густота трещин (рис. 9.1).

Литогенетические трещины отличаются своей ориенти ровкой, в целом параллельной наслоению. Трещины на не больших отрезках обычно прямолинейны, но нередко изги баются и создают пологоволнистую текстуру породы.

Предпосылки литогенетической трещиноватости закладыва Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Рис. 9.1. Зависимость расстояния между трещинами, перпендикулярными к напластованию, от мощности пласта для песчаников и алевролитов флишевых отложений Карпат (по Р.С. Копыстянскому) ются в стадию седиментогенеза. Периодическая повторяе мость тонких (первые миллиметры или их доли), нередко прерывистых слойков осадка, более или менее различных по составу, способствует в стадии катагенеза образованию тонких в доли миллиметра трещин, которые могут и зату хать, и разветвляться.

Трещины естественного гидроразрыва (авторазрыва) характеризуются неравномерностью распределения, огра ниченными размерами - нередко затухают на протяжении нескольких сантиметров. Возникают они исключительно под действием аномально высоких пластовых давлений, превышающих горное (литостатическое) давление.

Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Э.Ю. Чекалюк (1965) объяснил механизм образования трещин естественного гидроразрыва и разработал методику расчета глубины их образования для различных геологиче ских условий. Выполненные по его методике расчеты на примере геологических разрезов Прикаспийской впадины показали хорошую сходимость данных с фактическими глубинами появления трещин гидроразрыва (4000-^1500 м).

Трещинный тип коллектора по своей природе вторич ный. В породе могут сочетаться все три разновидности тре щин. В условиях тонкого переслаивания терригенных пород факторы, вызывающие гидроразрыв, который часто проис ходит в результате внедрения нефти или газа, способствуют образованию литогенетических трещин. Поэтому трещины гидроразрыва в чистом виде могут и не встретиться.

Со временем трещины могут быть залечены минераль ными образованиями или закрыты вследствие механических напряжений. В результате трещинный коллектор перестает существовать. Надежное перекрытие пластов-коллекторов мощными экранирующими толщами и существование АВПД благоприятствует сохранению зияющих трещин, а в целом и коллекторов трещинного типа.

Смешанный тип коллектора выделяется в обломоч ных породах при совместном присутствии межзерновых и трещинных пор. Он характерен для песчаных и алеврито вых пород, залегающих на больших глубинах. Вместе с тем хорошее качество коллекторов сохраняется, если они были заполнены нефтью или газом до погружения на большие глубины.

9.2. Литология обломочных пород-коллекторов Коллекторские свойства обломочных пород зависят от их литологического состава, строения и вторичных преоб разований.

Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Размер обломочных частиц неоднозначно отражается на пористости и проницаемости пород. Как известно, вели чина общей пористости не зависит от размера обломочных частиц, но от их размера сильно зависит проницаемость.

Чем крупнее поры, тем выше проницаемость. В горных по родах, где размер пор сильно варьирует, фильтрация осуще ствляется по наиболее крупным порам. В случае преоблада ния в породе крупных пор (50 мкм и более) поры диаметром уже 20-30 мкм и, естественно, более мелкие в фильтрации практически не участвуют (рис. 9.2).

0,05 80130,2 DtM 0,5 Qf f j 2,0 3,2 5 S 13 20 32 50 Дцлметр пор, мкм Рис. 9.2. Распределение диаметров пор (столбиковая диаграмма) и долевого участия пор в проницаемости (кривая распределения) в нефтеносных песчаниках пласта B v i n Мегионского месторождения (по М.И. Колосковой, А.А. Ханину):

а - песчаники среднезернистые, аркозовые, Knp. = 2 IO"12 м2, Kno = 23%;

б - алевролиты крупнозернистые, Knp. = 31 х IO"15 м2', Kno = 23% Так как величина пор отражает размер обломочных зе рен, в одновозрастных породах конкретных районов наблю дается довольно четкая зависимость проницаемости от ме дианного размера обломочных зерен (рис. 9.3).

Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Рис. 9.3. Зависимость проницаемости от медианного диаметра зерен и глубины залегания мезозойских пород (Прикаспийская впадина) Глубины отбора образцов: 1 - 440-1070 м;

2 - 1200-1900 м;

3 - 2400-2700 м (по Б.К. Прошлякову, В.Г. Кузнецову) Сравнение аналитических данных для разновозрастных по род или по разным регионам такой четкой зависимости не дает.

Форма зерен и их окатанность также влияют на вели чину проницаемости. При прочих равных условиях породы, сложенные изометричными, окатанными частицами, обла Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений дают большей проницаемостью, чем сложенные изометрич ными, неокатанными. Песчано-алевритовые породы, в ко торых много слюды, отличаются сильной анизотропией проницаемости. В направлении, перпендикулярном к плос костям табличек слюды, она резко понижена по сравнению с направлением им параллельным.

Форма и степень окатанности частиц существенно не отражается на величине пористости пород, за редким ис ключением, когда породы слагаются преимущественно час тицами таблитчатой формы. В этих случаях пористость по род, при прочих равных условиях, будет пониженной.

Степень однородности зерен (отсортированность час тиц) существенно отражается на коллекторских свойствах обломочных пород. Как известно, пористость пространства, сложенного пушечными ядрами и сложенного дробью, при кубическом способе упаковки составляет 47,7%, а при ром боэдрической - 26%. Если же пространство, сложенное яд рами, засыпать сначала картечью, а потом мелкой дробью, то пористость (пустотность) этого пространства даже при кубической упаковке сначала будет 22,7%, а потом - 10,8%.

При ромбоэдрической упаковке пористость в этом случае сначала станет равной 6,76%, а затем - 1,75%. Проницае мость же изменяется пропорционально квадрату величины сечения пор. Поэтому грубообломочные породы, как прави ло, не являются коллекторами нефти или газа. В общем ви де, чем однороднее частицы по величине, тем выше порис тость пород. Для характеристики этого свойства чаще всего используют коэффициент отсортированности. Он представ ляет собой отношение максимального размера диаметра зе рен, составляющих 75% фракции породы, к максимальному размеру диаметра зерна, завершающего первую четверть (25%) фракции породы. В идеально отсортированной поро де он равен единице. Условно принято считать хорошей от сортированностью зерен, когда коэффициент отсортирован ности менее 2,5, средней - 2,5-4,5 и плохой - более 4,5.

Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Следует отметить, что даже в литологически тождест венных породах, при разной степени их уплотнения, напри мер, в результате пребывания на различных глубинах, соот ношения между коэффициентами отсортированности и проницаемости неодинаковы при прочих равных условиях.

Чем выше степень уплотнения породы, тем ниже ее прони цаемость при равных значениях коэффициента отсортиро ванности. В зонах среднего и конечного катагенеза, где по роды претерпевают значительные изменения (выделение вторичного кальцита, регенерация кварца, растворение под давлением), зависимость проницаемости от коэффициента отсортированности исчезает.

Цементирующая часть существенно влияет на кол лекторские свойства обломочной породы. От количества цемента зависит структура порового пространства, а вместе с этим величина пористости, проницаемости, плотности, степень уплотнения. Содержание цемента определяет тип цементации породы. Базальный тип цемента встречается в породах при содержании цемента свыше 40-45%. Поровый тип - при 20-35%, сгустковый - при менее 20%, а пленоч ный и контактный типы - при менее 15%. Широкие преде лы колебания количества цемента при одинаковых типах цементации объясняются различием структурно-текстурных признаков пород. Минимальное количество цемента для данного типа цементации требуется при плохой отсортиро ванности обломочной части породы и плотнейшей ромбо эдрической укладки зерен.

При базальном и поровом типе цемента межзерновое пространство заполнено цементом, и поэтому межзерновая пористость очень низка или даже отсутствует. При других типах цемента межзерновая пористость имеется, а ее вели чина зависит от количества цемента. В ряде районов между общей пористостью и содержанием цемента в обломочных породах наблюдается обратная зависимость, а сумма объе мов пористости и цемента - величина почти постоянная.

Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Так, в нижнемеловых терригенных породах Прикаспийской впадины сумма объемов цемента и пор на глубине 1-2 км составляет 33^-1%, в юрских на этой же глубине она пони жается до 23-31%.

Существенное влияние цемент оказывает и на прони цаемость терригенных пород. Чем больше цемента в породе (при прочих равных условиях), тем более извилисты поро вые каналы, мельче поры и хуже проницаемость.

Характер распределения цементирующего материала в обломочных породах также отражается на проницаемости. В случае одинакового количества цемента в породе при его рав номерном распределении проницаемость оказывается ниже, чем при сгустковом, когда сохраняется часть крупных пор.

Состав цемента тоже влияет на коллекторские свойства обломочных пород. Особенно это заметно на малых глуби нах (до 1000-1500 м) при сравнении пористости терригенных пород с глинистым и кальцитовым цементами. При одинако вом объеме цемента пористость пород с глинистым цемен том выше, чем с кальцитовым, за счет пористости самого глинистого цемента. К глубине 2500-3000 м за счет уплотне ния глинистого цемента их пористость выравнивается.

Проницаемость пород с глинистым цементом порового или базального типов на малых глубинах незначительна до 1 IO 45 -IO x I O 1 5 м2, а на больших глубинах (в случае отсутствия трещиноватости) может отсутствовать. Песча ники и алевролиты с кальцитовым цементом таких же типов практически непроницаемы.

Цемент в обломочных породах представлен:

1) глинистыми минералами;

2) железистыми веществами;

3) карбонатами;

4) кремнистыми веществами (в том числе в результате переотложения S1O2 -окремнения);

5) сульфатами;

6) фосфатами и др.

Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Механическое уплотнение существенно отражается на коллекторских свойствах обломочных пород. Степень уп лотнения возрастает с глубиной, понижая коллекторские свойства пород. Пористость и проницаемость терригенных пород разного литологического состава с увеличением глу бины снижается неодинаково. Быстрее всего это происхо дит у пелитовых пород, а у песчаников и алевролитов - бо лее резко в случае повышенного содержания глинистого материала (рис. 9.4).

О J W 0 20 25 Ж *„.% Рис. 9.4. Изменение открытой пористости терригенных пород с глубиной (по Б.К. Прошлякову, В.Г. Кузнецову) Породы: а - песчаные, б - алевритовые, в - глинистые. Содержание фрак ции мельче 0,01 мм: 1 - 80%, 2 - 60-80%;

содержание цемента:

3, 4 - 30-50%;

5, 6 - 10-30%, 7, 8 - 10% Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Вторичное минералообразование играет существен ную роль в формировании коллекторских свойств обломоч ных пород. Наибольшее влияние оказывают вторичные об разования аутигенного кварца и кальцита, которые образу ются в больших количествах.

Развитие процессов вторичного минералообразования при диагенезе и катагенезе связано с поступлением в порис тые породы все новых порций погребенных вод из глин по мере уплотнения последних. Огромное количество отжатой воды из глин со всеми разнообразными солями почти полно стью переходит в выше- и нижележащие пористые породы.

Вторичное минералообразование зависит в значитель ной степени от двух факторов:

1) минерального состава глин, который влияет на отда чу воды (при прочих равных условиях каолинитовые и гид рослюдистые глины отдают воду быстрее, чем монтморил лонитовые);

2) соотношения глин и песков в разрезе.

Маломощные песчаные пласты в глинистых толщах бывают полностью зацементированы до степени сливных песчаников, а в средних частях мощных пачек при малом количестве глин в разрезе остаются свободные поровые пространства.

Характер осаждающихся из растворов минералов опре деляется химическим составом и концентрацией солей в иловых, а затем в пластовых водах. Общая минерализация вод увеличивается с глубиной (рис. 9.5). Если у поверхно сти она равна сотням миллиграммов или нескольким грам мам на литр, то на глубине около 2 км и более в некоторых водоносных горизонтах минерализация может достигать 150-200 г/л и больших значений. Фактически на глубине формируются уже рассолы, которые могут существовать только при повышенных температурах и давлениях. В ре зультате их снижения, благодаря движению вод, в осадок начинают выпадать труднорастворимые соединения. Прежде Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Рис. 9.5. Содержание в песчано-алевритовых породах растворимой (в 6%-ной HCl) части (а), кальция + магния (б) и изменение общей минерализации пластовых вод (в) с повышением температуры (по Б.К. Прошлякову, В.Г. Кузнецову) всего, идет выпадение кальцита, который переходит в со став цемента при температурах около 65-70 0C. В результа те мы наблюдаем следы замещения глинистых минералов и даже зерен кварца, которые разъедаются карбонатным це ментом. Тем самым порода оказывается в подзоне карбона тизации. В связи с потерей ионов С0 2+ з в подзоне карбона тизации в пластовых водах начинают преобладать сульфат Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений ионы. Дальнейшее повышение их концентрации приводит к выпадению сульфатов, которые тоже входят в цемент. Здесь же высокую активность приобретает кремнезем, часто за мещающий другие минералы. Аутигенный кварц в обло мочных породах образует главным образом каемки регене рации. В зависимости от геохимической и термобарической обстановок верхняя граница появления регенерированных зерен кварца располагается на разных глубинах. В Прикас пийской впадине для чистых разностей песчаников и алев ролитов она проходит на глубине около 2000 м, при этом с увеличением количества цемента положение верхней гра ницы зоны регенерации понижается (рис. 9.6). В обломоч ных породах с высоким содержанием цемента регенерация может не проявляться совсем. Породы, в которых регенера ционный кварц полностью занял межзерновое пространст во, не являются коллекторами.

Растворение неустойчивых минералов и удаление продуктов реакции из пород способствует повышению их коллекторских свойств. В песчаниках и алевролитах наибо лее распространенные неустойчивые минералы кальцит и ангидрит, слагающие цементирующую часть породы. Сле ды растворения этих минералов отчетливо видны в шлифах под микроскопом.

Растворению кальцита способствует углекислота, обра зующаяся в результате разложения органического вещества, восстановления гидроокислов железа и растворения карбо натов.

В благоприятных геологических условиях кальцитовый цемент растворяется и выносится из породы. Например, из мезозойских песчаных и алевритовых пород Прикаспийской впадины при погружении до 2,0-2,5 км выносится до 60% растворимой в 6%-ной HCl части, состоящей преимущест венно из кальцита (Б.К. Прошляков, В.Г. Кузнецов). Вслед ствие выноса кальцита пористость обломочных пород к глубине 2000-2500 м (когда цемент в основном кальцитовый Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Рис. 9.6. Изменение обломочных зерен кварца в зависимости от глубины залегания и состава терригенных пород (по Б.К. Прошлякову, Т.Н. Гальяновой):

1 - неизмененные зерна;

2 - корродированные зерна;

3 - зерна корроди рованные со структурами растворения (конформные);

4 - зерна корроди рованные со структурами растворения и регенерацией;

5 - верхняя грани ца развития структур растворения;

6 - верхняя граница развития регене рационных структур и отсутствует глина) может возрасти до 20-25%. Например, в Зареченской скважине Г-1 (Прикаспийская впадина) имен Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений но за счет выноса кальцита открытая пористость песчаника повысилась до необычайных для глубины 2580-2585 м зна чений - 25,13%, а проницаемость - до 365 IO"15 м2. В Се верном Предкавказье также есть зона, где на глубине более 3000 м пористость обломочных пород повысилась до 20- против 15-22% на глубине 2200-2500 м.

Образование новых и растворение имеющихся минера лов в значительной степени зависит от состава флюидов. В случае заполнения коллектора нефтью его начальные свой ства консервируются (рис. 9.7). На кривых распределения видно, что дебиты нефтяных скважин во много раз выше, чем водяных. Это следствие снижения коллекторских свойств в зонах водяных скважин за счет минеральных новообразова ний. В зонах нефтяных скважин минеральные новообразо вания отсутствуют.

Рис. 9.7. Кривые распределения дебитов продуктивных скважин на нефть (1) и воду (2) девонских песчаных пород Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (по Б.А. Лебедеву) Зоны уплотнения: а - слабого и умеренного;

б - сильного и очень сильного. В скобках - число использованных результатов испытаний В зоне водонефтяного контакта чаще всего происходит окисление нефти с образованием углекислоты, которая спо Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология собствует растворению кальцита и доломита, что улучшает коллекторские свойства пород. Наряду с этим в зоне контакта часто имеют место минеральные образования (регенерация зерен кварца, выделения халцедона, кальцита и т. д.). Они происходят в результате удаления углекислоты из системы в газовую шапку или в атмосферу и возникающего за счет это го пресыщения пластовой воды отдельными компонентами.

Т е к с т у р а обломочных пород, формируясь в стадии се диментогенеза и изменяясь при диагенезе и катагенезе, су щественным образом влияет на их коллекторские свойства.

Наряду с другими факторами она отражается на величине коллекторских параметров и часто предопределяет их ани зотропию? Массивные песчаные и алевритовые породы проницаемы почти одинаково во всех направлениях. В них образуются идеально круглые конкреционные стяжения.

Тонко- и микрослоистые породы анизотропны. В направле нии, перпендикулярном к напластованию, проницаемость может быть ниже в десятки раз. Это затрудняет вертикаль ную миграцию флюидов, но не влияет существенно на лате ральную. В косослоистых песчаниках влияние на проницае мость еще более сложное. Вторичные текстуры, возникшие в стадии катагенеза или гипергенеза, как правило, улучшают коллекторские свойства пород. Текстуры, образовавшиеся в результате окварцевания или кальцитизации пород отрица тельно отражаются на коллекторских свойствах.

Обломочные породы-коллекторы встречаются практи чески во всех нефтегазоносных отложениях. При оценке их качества широко используется классификация А.А. Ханина (табл. 9.2).

По данным различных авторов из обломочных пород-кол лекторов добывается около половины углеводородов, однако выявляется тенденция снижения их роли на глубинах свыше 4 км. По площади промышленно-нефтегазоносные обломоч ные коллекторы распределяются неравномерно. Например, в России и США они имеют ведущее значение, а на Ближнем Востоке доминируют карбонатные породы-коллекторы.

Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Таблица 9. Оценочная классификация песчано-алевритовых коллекторов нефти и газа с межзерновой пористостью (по А.А. Ханину, 1973) Прони Класс кол Пористость Прони лектора цае эффективная цаемость Название породы мость по газу, (полезная коллек IO12 м емкость), % тора 1 2 3 4 Песчаник среднезернистый 16, Песчаник мелкозернистый 20 Очень I Алевролит крупнозернистый 23,5 высокая Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый 15-16, Песчаник мелкозернистый 18- II 0,5-1 Высокая Алевролит крупнозернистый 21,5-23, Алевролит мелкозернистый 26,5- Песчаник среднезернистый 11- Песчаник мелкозернистый 14- III 0,1-0,5 Средняя Алевролит крупнозернистый 16,8-21, Алевролит мелкозернистый 20,5-26, Песчаник среднезернистый 5,8- Песчаник мелкозернистый 8-14 Пони IV 0,01-0, Алевролит крупнозернистый 10-16,8 женная Алевролит мелкозернистый 12-20, Песчаник среднезернистый 0,5-5, Песчаник мелкозернистый 2- V 0,001-0,01 Низкая Алевролит крупнозернистый 3,3- Алевролит мелкозернистый 3,6- Обычно Песчаник среднезернистый 0, не имеет Песчаник мелкозернистый VI 0,001 промыш Алевролит крупнозернистый 3, ленного Алевролит мелкозернистый 3, значения Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология 9.3. Группа карбонатных пород-коллекторов Породы-коллекторы карбонатной группы представлены известняками, доломитами и промежуточными разностями пород различной структуры, текстуры и генезиса. В них развиты межзерновые, межформенные, внутриформенные и трещинные поры.

Поровый тип коллектора может иметь межзерновой, межформенный и внутриформенный виды порового про странства.

Межзерновой вид пористости в карбонатных породах слагается из пор между отдельными кристаллами кальцита или доломита, в том числе возникших, благодаря доломити зации известняков на стадии катагенеза. Эта пористость может иметь место на разных глубинах, в том числе и больших. Карбонатные породы с межзерновой пористостью обычно обладают низкими коллекторскими свойствами.

Они характерны для хемогенных карбонатных пород.

Межформенный вид порового пространства представ ляет собой пустоты между раковинами и их обломками в биогенных или доломитизированных известняках, а также в оолитовых известняках между оолитами.

Внутриформенный вид порового пространства пред ставляет собой пустоты внутри скелетов (раковин) отмер ших организмов. Он характерен для фораминиферовых, ко ралловых и других биоморфных разностей известняков.

Коллекторы с межформенной и внутриформенной по ристостью характерны для небольших глубин. Однако они могут сохраниться и на больших глубинах в случае погру жения ловушки, уже заполненной углеводородами.

Трещинный тип коллектора весьма характерен для карбонатных пород. Высокий темп уплотнения и увеличе ния хрупкости карбонатных пород с глубиной способству ют образованию в них трещин. Немалое значение в этом случае имеет окремнение пород.

Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Трещины в карбонатных породах чаще всего связаны с разрядкой тектонических напряжений, которые могут пов торяться неоднократно. В результате возникает несколько генераций трещин, значительная часть которых бывает за лечена кальцитом или кремнеземом. Только зияющие (от крытые) трещины участвуют в формировании порового пространства.

Трещинный тип коллектора обладает небольшой емко стью, но иногда при больших размерах ловушки с ним свя заны крупные запасы углеводородов. Он характерен для умеренных и больших глубин. Определяющий фактор воз никновения трещинных коллекторов - степень хрупкости породы, ее способность к растрескиванию.

Смешанный или сложный тип коллектора в карбо натных породах может быть представлен трещинным, меж зерновым и каверновым видом порового пространства одно временно. Обязательный элемент этого типа коллектора трещинная пористость. Она может сочетаться с межзерновой или каверновой, а иногда и с обеими вместе. Трещиноватость по отношению к кавернозности, а иногда и по отношению к межзерновой пористости является более ранним образовани ем. Именно благодаря миграции пластовых вод по трещинам, происходит растворение карбонатов с образованием каверн или же осуществляется доломитизация известняков. Слож ный тип коллектора по своей природе является вторичным и характерен для умеренных и больших глубин. Такой тип коллектора может обладать высокой емкостью и проницае мостью (особенно при значительной кавернозности).

9.4. Литология карбонатных пород-коллекторов По различным данным от 50 до 60% мировых запасов углеводородов приурочено к карбонатным коллекторам.

Среди них выделяются наилучшие по качеству - рифовые Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология сооружения, с которыми связано почти 40% запасов УВ.

Сейчас добыча нефти из известняков и доломитов составля ет около половины мировой. Наиболее крупные месторож дения, в том числе в рифах, открыты в мезозойских поро дах. Это, прежде всего, Ближний Восток с наиболее круп ным в мире нефтяным месторождением Гхавар в Саудов ской Аравии. Крупнейшие залежи в рифовых сооружениях мезозойского возраста открыты в южной части бассейна Мексиканского залива, здесь же получены и рекордные де биты в десятки тысяч тонн в сутки.

Карбонатные коллекторы отличаются крайней невы держанностью, значительной изменчивостью свойств, что затрудняет их сопоставление. В них особенно легко проис ходят вторичные изменения. Фациальный облик известня ков в большей мере, чем в обломочных породах, влияет на коллекторские свойства. Хотя в минеральном отношении карбонатные породы менее разнообразны, чем обломочные, но по структурно-текстурным характеристикам имеют го раздо больше разновидностей.

В целом вторичные изменения больше сказываются на карбонатных коллекторах, чем на терригенных. Это связано с легкостью их растворения как на глубине, так и при пере рывах в осадконакоплении, явлениями метасоматоза и боль шой эффективностью развития трещиноватости.

Существенные изменения пустотного пространства про исходят в карбонатных породах на стадиях диа-, ката- и ги пергенеза. В этом плане важны процессы уплотнения и це ментации, перекристаллизации, доломитизации, выщелачива ния, кальцитизации и сульфатизации, трещинообразования.

Уплотнение карбонатных осадков и пород происхо дит иначе, чем терригенных и глинистых. Биогермные и цельнораковинные мелководные образования уже на стадии седиментации формируются как практически твердые осад ки. В многочисленных пустотах из морских и иловых вод на стадии седиментогенеза и особенно диагенеза выделяется Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений хемогенный кальцит. Он сокращает пористость, но одно временно создает жесткий каркас, консервируя поры.

Пелитоморфные и микрозернистые карбонатные илы мелководных обстановок также быстро литифицируются за счет цементации. Вместе с тем они сохраняют способность уплотняться в процессе прогрессивного катагенеза при воз растании давления. Так, в турнейских отложениях южной части Волго-Уральской области, по данным И.В. Безборо довой, в известняках с форменной структурой при погруже нии с 1600 до 4500 м сокращение пористости происходит в три раза медленнее и начинает сказываться лишь с глубины около 3000 м, в то время как в первично микрозернистых известняках оно происходит на всех глубинах и составляет уже 5-5,5 раз (рис. 9.8).

Рис. 9.8. Зависимость коэффициента открытой пористости разных типов известняков от глубины (по И.В. Безбородовой):

а - известняки с форменными элементами, цементацией порового и кон тактного типа;

б - известняки кристаллические с редкими форменными элементами. Цифры у крестиков показывают средние значения Kno Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Глубоководные океанические илы планктоногенные по своей природе уплотняются очень медленно. На первой стадии (стадия илов), охватывающей около 10 млн. лет и мощность порядка 200-300 м, пористость уменьшается в среднем с 80 до 60% преимущественно за счет гравитаци онного уплотнения;

на следующих стадиях - мела и извест няков, охватывающих несколько десятков миллионов лет и заканчивающаяся на глубине 800-825 м от дна океана, про исходит дальнейшее снижение пористости с 60 до 40%, но уже за счет цементации. Цементирующий кальцит образу ется за счет растворения раковинок планктонных форами нифер.

Перекристаллизация - процесс укрупнения размеров кристаллов без изменения их минерального состава. Он ве дет, как правило, к улучшению коллекторских свойств. На пример, по данным В.Г. Кузнецова, в нижнекембрийских отложениях Сибирской платформы среднее значение от крытой пористости микрозернистых известняков и доломи тов равно 4,75%, микро-тонкозернистых - 7,14%, а тонко зернистых - 9,35%. Особенно улучшаются коллекторские свойства, когда при перекристаллизации часть вещества уносится пластовыми водами и значительно увеличиваются размеры зерен.

Доломитизация происходит при диагенетических и ка тагенетических процессах, когда растворы теряют свой магний, обменивая его на кальций вмещающих известняков.

Например, по реакции Мариньяка:

2СаСОз + MgCl2 = CaMg(CO3)2 + CaCl2.

При этом должно происходить уменьшение объема, за нятого доломитом, по отношению к объему кальцита на 12,2%.

Фактические соотношения пористости и доломитности для разных отложений зависят от структурно-генетического Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений типа первичной породы, времени и химизма процессов до ломитообразования.

Однородные первичные седиментационные и седимен тационно-диагенетические доломиты имеют обычно микро и тонкозернистую структуру и, как правило, обладают низ кими коллекторскими свойствами. Диагенетическая доло митизация также практически не меняет коллекторских свойств породы, так как ее жесткий каркас еще не сформи ровался.

При катагенетической метасоматической доломитиза ции, которая происходит практически в неподдающейся уп лотнению породе, сокращение объема твердой фазы приво дит к увеличению пустотного пространства. Таким образом, устанавливается влияние на коллекторские свойства не про сто доломитности, а именно доломитизации - наложенного процесса в условиях катагенеза. При этом значительной или сплошной катагенной доломитизации подвергаются наибо лее проницаемые породы, по которым возможна фильтра ция вод, несущих магний и способных выносить кальций.

Это чаще всего органогенно-обломочные, оолитовые и им подобные типы известняков.

Выщелачивание карбонатных пород происходит в ги пергенезе и катагенезе. Оно включает растворение и вынос образовавшихся растворенных продуктов.

Под поверхностью размывов и несогласий в массивах карбонатных пород часто встречаются закарстованные зо ны, связанные с выветриванием и выщелачиванием. В пре делах нефтяных месторождений к этим зонам приурочены высокопродуктивные горизонты. Вдоль трещиноватых зон растворение происходит до больших глубин. В Камском Приуралье оно отмечается на глубинах до 1 км.

Среди карстовых явлений следует отметить некоторые особые случаи, имеющие локальное и региональное значе ние. Одним из таких подобных явлений служит хемобио генная коррозия, проявляющаяся в случае развития микро Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология флоры на водонефтяном контакте, которая создает кислую среду и способствует растворению карбонатов. Другим примером является развитие карста под влиянием углеки слоты, образующейся при разрушении залежи. В обоих слу чаях переотложение растворенного карбоната ниже подош вы залежи приводит к изоляции последней от остальной части пласта.

Особую проблему представляет развитие глубинного карста (гипокарста). Это явление связывается с различными процессами, при которых в глубинных зонах осадочного чехла происходит хотя бы кратковременное раскрытие тре щин, в результате чего увеличивается поступление CO2 с глубин и, как следствие, развивается гипокарст с образова нием коллекторов. Очевидно, на его развитие влияет и дос тижение состояния неустойчивости кальцита при погруже нии.

В рифах выделяются «ситчатые» известняки с пористо стью до 60%, сложенные кораллами, мшанками, брахиопо дами, «губчатые» крупнодетритовые известняки с пористо стью до 45%, часто кавернозные и малопористые с отдель ными порами и кавернами, чаще всего выщелачивания. В рифовом массиве выделяются все разновидности известня ков. Ситчатые и губчатые группируются в зоны повышен ной пористости. Образование ее часто связано с выведени ем пород на поверхность и выветриванием. Дебиты скважин в разных частях рифов резко различаются.

Растворение при выщелачивании проявляется по-раз ному. Тонкодисперсные компоненты сильнее подвержены этому процессу. Растворимость также зависит от состава минералов и вод: арагонит растворяется лучше, чем каль цит, сульфатные воды более активно растворяют доломит, а гидрокарбонатные - кальцит и т. п.

Анализ изменения емкостно-филырационных парамет ров, определяемых, в том числе и выщелачиванием, уста навливает их весьма отчетливую связь со структурно-гене Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений тическими типами пород. Хорошим примером в этом отно шении является крупный рифовый массив каменноугольно го и раннепермского возраста - Карачаганак, расположен ный в бортовой части Прикаспийской впадины (рис 9.9).

Рис. 9.9. Распределение коллекторов различных типов в рифовом массиве месторождения Карачаганак (по К.И. Багринцевой и др.):

1 - каверново-поровый, 2 - поровый, 3 - сложный (порово-трещинный, трещинно-поровый, трещинный);

фациальные зоны: 4 - биогермная по стройка, 5 - внутренняя лагуна;

отложения: 6 - склоновые;

7 - шлейфовые, 8 - соль, 9 - ангидриты, 10 - глинистые Месторождение Карачаганак находится под соленосной кунгурской толщей на глубинах от 3750 до 5400 м. В продук тивной толще преимущественным развитием пользуются биогермные и биоморфные известняки. В меньшей степени развиты хемогенные и органогенно-обломочные разности, присутствуют доломиты, продукты замещения известняков.

По фациальной принадлежности различаются породы ядра биогерма, склоновых фаций, внутририфовой лагуны и шлей фовые отложения. Это обычная схема строения всех рифо вых массивов. Наилучшими коллекторскими свойствами об ладают породы ядер биогермов, а также отложения склоно вой фации раннекаменноугольного возраста, залегающие уже на глубине 4,8-4,9 км. Для них характерны значения по Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология 1С ристости от 10 до 23% и проницаемости (100-500) 10" м.

Такие высокие свойства на больших глубинах определяются тем, что широко развитые процессы растворения привели к формированию линзовидных крупнопористых зон с унасле дованной кавернозностью. Аналогичные рифовые и предри фовые фации меловых отложений в Мексике в зоне Ла Реформа обладают пористостью до 26% и проницаемостью в десятые доли Д. Унаследованное выщелачивание в рифоген ных известняках К.И. Багринцева относит к числу главных факторов формирования коллекторских свойств.

Кальцитизация начинается уже в диагенезе и, прежде всего, связана с инверсией арагонита в кальцит. Этот про цесс ведет к сокращению порового пространства, так как объем кальцита на 9% превосходит объем арагонита. Диа генетическая кальцитизация из иловых вод ведет к литифи кации, что также уменьшает пористость. Достаточно круп ные кристаллы кальцита в катагенезе образуются из пласто вых вод в порах, кавернах и трещинах, либо изолируя их друг от друга, либо полностью выполняя эти пустоты.

Сульфатизация карбонатных пород весьма разнооб разна. Это, например, один из продуктов метасоматической доломитизации. Возможно выпадение сульфатов из пласто вых вод при изменении термобарических условий и солево го состава вод. Нередко сульфаты кальция вносятся в кар бонатные породы из вышележащих соленосных толщ. От мечено образование сульфатов в приконтурной части неф тяной залежи за счет микробиологического окисления серы в зоне водонефтяного контакта. Во всех случаях сульфати зация снижает коллекторские свойства пород.

Классификация карбонатных коллекторов. Пустоты в карбонатных коллекторах подразделяются на первичные, сформированные на стадиях седиментогенеза и диагенеза, и вторичные, образование которых связано с этапами катаге неза и гипергенеза. Вторичные, в свою очередь, делятся на унаследованные и новообразованные. Унаследованные пус Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений тоты развиты по первично существующим порам, а новооб разованные - формируются без видимой связи с первичной пористостью и определяются, главным образом, тектониче ской трещиноватостью и обусловленным ею выщелачива нием (рис. 9.10).

Рис. 9.10. Схема подразделения пустот карбонатных отложений по времени их образования (по Б.К. Прошлякову, В.Г. Кузнецову) Устанавливается отчетливая связь коллекторских свойств карбонатных пород с их литологическими особенностями, с их структурно-генетическими типами и фациальными усло виями образования. Наиболее благоприятными коллектор скими свойствами обладают биоморфные, органогенно-дет ритовые и обломочные слабосцементированные известняки.

1 С J Они характеризуются проницаемостью более 100 10" м, высокими значениями открытой пористости (20-30%) и низ Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология ким содержанием остаточной воды (10-15%). Микрозерни стые и пелитоморфные известняки и доломиты, напротив, характеризуются высоким содержанием остаточной воды (в основном более 35%, а часто 50-70% и выше) и низкой вели чиной проницаемости (менее 50 IO"15 м2). Весьма значи тельная водонасыщенность даже при наличии встречающих ся высоких значений открытой пористости (15-20%) опреде ляет низкую эффективную пористость (до 5-7%).

В целом карбонатные породы с первичной и унаследо ванной вторичной пористостью и кавернозностью пред ставляют собой каверново-поровый тип коллектора с высо кими емкостными и фильтрационными свойствами и низ ким содержанием остаточной воды. Породы же с вторичной новообразованной пустотностью за счет трещин и разви вающихся по ним каверн представляют каверново-трещин ный тип коллектора, где емкость матрицы невелика, а по лезная емкость слагается из емкости каверн и трещин. Ко эффициент нефтегазонасыщенности последних близок к единице, так как в силу раскрытости каверново-трещинной пустотности остаточная вода в них практически не сохраня ется. Фильтрационные свойства таких коллекторов изменя ются в широких пределах. К.И. Багринцевой разработана оценочно-генетическая классификация карбонатных кол лекторов, в которой различие емкостных и фильтрационных свойств связано с литологическими типами пород и их тек стурно-структурными особенностями (табл. 9.3).

Геофизические методы исследования. При поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в карбо натных породах перед геологами стоят сложные задачи. Не обходимо выделить в разрезах скважин интервалы, пред ставленные коллекторами различных типов, а также дать промышленную оценку выделенных интервалов. Достовер ный ответ может быть получен только в результате ком плексного анализа с привлечением данных бурения, опро бования и геофизических исследований скважин.


Таблица 9. Оценочно-генетическая классификация карбонатных пород-коллекторов*, содержащих газ и нефть (по К.И. Багринцевой, 1976) Открытая пористость, % Потенциальный коэффи циент газонасыщенности фильтрационные свойст от объема пор щенность, % Относительная газопро Текстурно-структурная Абсолютная проницае Остаточная водонасы Полезная емкость и Тип коллектора характеристика мость, MKM ницаемость верхний нижний Группа предел предел Класс ва 2 4 5 6 7 1 3 10 Биоморфные, органогенно детритовые, комковатые, сла Кавер босцементированные (доля I 1,0-0,5 20-35 5 10 1-0,9 0,95-0,9 ново-по- Высо А цемента до 10%);

рыхлая упа II 0,5-0,3 16-30 10 0,95-0,9 ровый и 20 0,95-0,8 кие ковка фрагментов;

поры седи поровый ментационные, увеличенные выщелачиванием до каверн Органогенно-детритовые, сла Поровый бо перекристаллизованные, III 0,3-0,1 12-28 12 22 0,95-0,8 0,88-0,78 и тре- Сред Б сцементированные (доля це IV 0,84-0,7 щинно 0,1-0,05 12-25 16 0,9-0,65 ние мента 1-20%);

поры седимен поровый тационные и реликтовые Продолжение табл. 9: 1 2 3 4 6 5 8 9 Органогенно-сгустково-де тритовые, плотносцементи рованные и сильно перекри сталлизованные;

упаковка V 0,05-0,01 12-25 20 38 0,75-0,5 0,8-0, фрагментов плотная;

пустоты реликте во-седиментационные, выщелачивания, перекристал лизации в VI 0,01-0,001 8-20 55 0,55-0, 35 0,65-0,45 Пелитоморфно-микрозер QO Параме тры M нистые, сгустковые и сгуст атриць VII Порово- ково-детритовые, сильно пе 0,3-0,001 0,1-4 Близок к - трещин- рекристаллизованные с пло Параме тры Т]эещин Низ ный и хо различимыми формен 0,4 и 0,001 и 2-15 0, 60 100 кие трещин- ными элементами;

пустоты Параме тры Mатриць ный выщелачивания (единич ные), возможно реликтово-се 0,3-0,001 0,1-4 Близок к диментационные Примечание: * - известняки, доломиты и все переходные разности могут представлять любой класс коллекторов.

Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Существуют надежные признаки того, что вскрыты тре щинные и трещинно-каверновые коллекторы:

1) катастрофические поглощения бурового раствора в процессе бурения, иногда с полной потерей циркуляции раствора, провалы бурового инструмента;

2) превышение значений пористости, определенной по НГК, над пористостью, полученной по представительному керну в одних и тех же интервалах;

3) превышение значений пористости, определенной по удельному сопротивлению пластов, над пористостью, полу ченной по данным НГК;

4) расхождение показаний метода бокового каротажа (БК) при работе методом двух растворов (замеры до и после замены соленого раствора на пресный);

5) расхождение показаний одного и того же метода (на пример, БКЗ) при замерах, произведенных сразу после вскрытия пласта и через некоторое время, достаточное для проникновения фильтрата раствора в пласт (методика вре менных исследований).

Эта методика особенно результативна в случае трещин но-каверновых карбонатных коллекторов, когда применение известных промыслово-геофизических способов затруднено в связи с глубоким проникновением в пласт фильтрата буро вого раствора. Если измерить кажущееся электрическое со противление до и после интенсивной промывки скважины, то (при условии, когда минерализация пластовых вод значи тельно выше минерализации глинистого раствора) величина сопротивления в коллекторском пласте при повторном заме ре будет заметно отличаться от первого. При этом против водоносного пласта сопротивление будет большим, а против нефтегазоносного - меньшим, чем первоначальное. Таким образом, в случае наличия залежи нефти (газа) можно опре делить местоположение водонефтяного (водогазового) кон такта. В интервалах залегания непроницаемых пород резуль таты обоих замеров будут близкими.

Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология Степень трещиноватости пород и, следовательно, вы деление соответствующих зон в разрезе может быть произ ведено на основе данных акустического каротажа (AK).

Можно выделить интервалы максимальной трещиноватости по условному коэффициенту относительной трещиновато сти, представляющему собой отношение скорости прохож дения ультразвука в породе с трещинами к скорости волн в монолитной породе. Существенно также влияние различ ных флюидов, насыщающих породу. Водонасыщенные трещиноватые породы характеризуются более высокими скоростями продольных волн и меньшей анизотропией, чем газосодержащие. Относительное изменение скоростей про хождения ультразвука при насыщении пород флюидами не одинаково для коллекторов порового и трещинного типов.

В трещинных - оно более существенно и достигает 20-30%.

9.5. Группа глинистых пород-коллекторов В настоящее время вполне удовлетворительные притоки нефти получены из глинистых пород во многих странах. Хо тя глины обладают высокой общей пористостью порового типа, открытая и эффективная пористость этого типа в них практически отсутствует, и они служат флюидоупорами.

Коллекторами являются глинистые породы, обладающие трещинным или каверново-трещинным типом пустотного пространства, характерного для углеродистых отложений.

9.6. Литология глинистых пород-коллекторов Глины весьма разнообразны по минеральному составу.

В них наблюдается большое разнообразие текстурных при знаков. Текстуры могут быть реликтовые (в глинах кор вы ветривания), слоистые, спутано-волокнистые, хлопьевид Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений ные, петельчатые и др. Различаются текстуры макро-, мезо и микроуровней. Примесь OB, которого в глинах может быть до 20% и более, рельефнее подчеркивает текстурные особенности. По выражению Т.Т. Клубовой, глина стано вится более текстурированной. Микроблоки одинаково ори ентированных глинистых минералов представляют часто как бы единый монокристалл, поверхности которого обво лакиваются OB (в том числе битумоидами). Микропрослои и микролинзочки алевритового, карбонатного, кремнистого материала подчеркивают микро- и мезослоистые текстуры.

При определенных преобразованиях они способствуют про ницаемости вдоль напластования. Различные сгустковые микроструктуры образуются благодаря концентрации сорби рованного OB, раскристаллизации стяжений различных не глинистых минералов. При облекании какого-либо центра возникают соответствующие текстуры. Текстурная дискрет ность строения глин является одной из существенных при чин формирования в них коллекторских свойств. Т.Т. Клубо ва подчеркивает, что определяющими факторами при фор мировании коллекторов в глинах являются те диагенетиче ские изменения и то количество OB, которое обеспечивает создание своеобразных обволакивающих «рубашек» на бло ках и агрегатах глинистых минералов. При увеличении на грузки на породу и росте температуры появляются и нарас тают тенденции к разъединению текстурных микроблоков.

Глинистые породы-коллекторы нефти и газа известны в России, США, Центральной Африке, на Кубе и других ре гионах. Характерная особенность глинистых отложений, из которых добывается нефть, - большие мощности - 50-450 м и более, хотя в ряде мест встречаются и менее 50 м. Дебиты скважин из этих коллекторов составляют от долей тонны до 300 т/сут. на Салымском месторождении в Западной Сиби ри и до 400 м /сут. на Санта-Мария-Велли в Калифорнии. В США глинистые породы-коллекторы справедливо называют нефтеносными (или газоносными) сланцами. Состав их не Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология такой, как у типичных глинистых пород. Нередко глини стые минералы в сумме с пелитовой частью составляют ме нее 50%, остальное приходится на кремнезем, OB, кальцит, доломит и некоторые другие компоненты. Кроме того, в ка честве коллекторов встречаются и аргиллиты.

В России глинистые породы-коллекторы часто относят к доманикитам, которые широко распространены. Они из вестны в майкопской серии палеогена Северного Кавказа, в девоне Волго-Уральской области и Тимано-Печорской про винции. Доманикиты - это комплекс пород, представляю щий чередование низкопористых алевритовых и песчаных пород с аргиллитами, нередко кремнистыми и известкови стыми с повышенным содержанием OB, с темно-серой, се рой и черной окраской, часто с зеленоватым или буроватым оттенком.

Наиболее характерным глинистым коллектором являет ся баженовская свита волжско-берриасского возраста. Она представлена пачкой темноцветных глинистых пород тол щиной до 50 м. Породы, в разной степени карбонатные, со держат примесь алевритового материала. В том или ином количестве в породах содержатся кремневые скелеты ра диолярий. Иногда их содержание возрастает так, что они становятся кремнистыми радиоляритами с другими коллек торскими свойствами. От подстилающих и перекрывающих пород отложения баженовской свиты отличаются повы шенным содержанием (10-18%) OB (на Салымской площа ди до 23%), которое является здесь не примесью, а породо образующей частью. Для пород характерны высокие значе ния естественной радиоактивности (десятки, сотни микро рентген в час) и удельного электрического сопротивления (на Салымской площади до 4500 Ом/м). Глины обладают л пониженной плотностью (2,23-2,4 г/см ) и повышенной по ристостью 5,8-10%, в то время как в глинах, перекрываю щих толщу, плотность составляет 2,6-2,7 г/см3, а порис тость - 4—4,2%. Основной глинистый минерал баженовской Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений свиты - иллит и смешаннослойные типа иллит-смектит.

Примесь кремнезема, по-видимому, создает некий каркас, затрудняющий уплотнение породы. Породы баженовской свиты, из которых получена нефть на Салымском месторож дении, залегают на глубинах 2600-2800 м при пластовой температуре 120-128 0C, пластовое (или точнее поровое) давление превышает гидростатическое на 14-20 МПа. Тек стурные особенности коллекторов определяются присутст вием OB, которое способствует образованию микрослоистых и линзовидных микроструктур. Органическое вещество не только определяет текстурную неоднородность на микро уровне, но и, сорбируясь на поверхности минеральных бло ков, гидрофобизирует их поверхность, что ведет к улучше нию продвижения флюидов по породе. Лучшие притоки нефти получены из глинистых коллекторов в зонах разломов.


Один из вариантов формирования глинистых коллекто ров предложен Ф.Г. Гурари на примере баженовской свиты.

По его представлениям при осаждении глинистого материа ла вместе с ним выпадают и раковинки планктонных орга низмов, в том числе и карбонатные. Они образуют в поро дах микролинзочки. Когда начинается преобразование OB, выделяющийся CO2 способствует растворению карбоната, и на месте микролинзочек образуются ослабленные швы. При росте внутрипорового давления в них происходит гидрораз рыв. В результате образуются щелевидные пустоты парал лельно слоистости, которые затем соединяются между со бой другими трещинами. Послойное образование трещин определяет анизотропию фильтрационных свойств.

Глинистые коллекторы встречаются и на больших глу бинах, что хорошо видно на примере нижнепермских гли нистых отложений Прикаспия. Трещинообразование в этих породах происходит на границах, где контактируют глини стые минералы со стяжениями карбонатов и алевритовыми зернами. Существенную роль для возникновения трещино ватости играет АВПД в подсолевых горизонтах. Отмечается Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология некоторая связь зон АВПД с региональными геотермиче скими аномалиями. Она, по-видимому, обусловлена подъе мом глубинных флюидов. Можно предположить и другие механизмы формирования пустот в этих специфических коллекторах. Нельзя забывать и о трансформации глини стых минералов в иллит и связанной с ней дегидратацией.

Это тоже способствует разуплотнению породы и формиро ванию пустот. Важно подчеркнуть тесную связь возникно вения пустот в глинистых породах и нефтеобразования.

Нефть, образовавшаяся в этих же породах, проникая через них, раздвигает ослабленные зоны между текстурными не однородностями и микротрещинами. Реализация фильтра ционных возможностей глинистых коллекторов происходит только в заполненном У В состоянии. При разрушении или эксплуатации залежи пустоты смыкаются и свойства кол лекторов не восстанавливаются.

9.7. Группа магматических, метаморфических, кремнистых, сульфатных пород и пород коры выветривания В эту группу входят редко встречаемые породы-коллек торы нефти и газа. Для них характерны самые разные типы коллекторов.

Поровый тип коллектора характерен для кор выветри вания магматических и метаморфических пород. На не больших глубинах (например, в Западной Сибири) порис тость пород коры выветривания достигает 20-24%, однако с увеличением глубины она существенно понижается.

Трещинный тип коллектора образуют магматические, метаморфические, кремнистые и сульфатные породы.

Смешанный тип коллектора в рассматриваемой груп пе пользуется малым развитием. Он встречается среди кремнистых пород и вулканических туфов. Поры относятся Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений к межзерновому или межформенному (в силицитах) видам и являются первичными образованиями. Трещины обычно имеют тектоническую природу.

9.8. Кремнистые, магматические и метаморфические породы как возможные коллекторы нефти и газа Роль кремнистых коллекторов в нефтедобыче не вели ка, хотя в отдельных районах мира заметна. Так, в Кали форнийских бассейнах США кремнистые породы образуют продуктивные горизонты на целом ряде месторождений, в том числе и крупных, например, как Пойнт-Аргуэльо на шельфовом продолжении бассейна Санта-Мария.

Кремнистые породы - силициты образуются чаще всего на континентальных окраинах активного типа. Возникнове нию биогенных разностей силицитов способствуют условия апвеллинга и другие обстановки, связанные с подъемом в верхние слои водного бассейна элементов, активно исполь зуемых кремнестроящими организмами. В условиях эвтро фикации водоема вместе с кремнеземом накапливается зна чительное количество OB. Например, кремнистые породы формации Монтерей в Калифорнии содержат более 20% C opr. К такому же типу толщ приближается пиленгская сви та на восточном Сахалине. Особенными чертами этих крем нистых отложений является то, что они, как и глины баже новской свиты, объединяют в себе свойства нефтематерин ских и нефтесодержащих пород.

Возникновение разных типов кремнистых пород из первично-органогенных кремнистых осадков связано с постседиментационным перераспределением кремнезема, изменением его минеральной формы и перестройкой струк туры осадка, а затем и породы. Скорлупки диатомовых во дорослей, радиолярий и других организмов образуют ажур Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология ный скелет с большим пустотным пространством. Струк турные особенности слабоизмененных диатомитов характе ризуются следующими параметрами: средний эффективный диаметр биопустот изменяется от 0,8 до 4 мкм, удельная поверхность составляет 12-15 м2/г, общий объем пустот бо лее 0,5 см3/г, пористость 30% и выше. В пустотном про странстве содержатся глинистое и органическое вещества. В осадке диатомовые скорлупки растворяются полностью или частично, органогенная структура разрушается. В растворе кремнезема затем образуются агрегаты аморфного высоко обводненного геля с высокоэнергетической поверхностью, на которой хорошо сорбируется OB. Процесс нефтеобразо вания протекает в тесной связи с трансформацией минераль ных форм. Раскристаллизация кремнезема формирует глобу лярную структуру с более простым строением пор. Величина удельной поверхности снижается до 7-10 м /г, поры укруп няются до 4-10 мкм. Постепенно возникает агрегатно сферовая кристалломорфная структура, формируются опо ковидные силициты типа порцелланитов. Пористость может достигать 40-44%. По-видимому, в это время сингенетично образующиеся нефтяные УВ заполняют поровое простран ство. Дальнейшая трасформация кремнезема приводит к воз никновению кварца и халцедона с неупорядоченной структу рой. В результате образуются халцедон-кварцевые породы (кремни), в которых развивается интенсивная микротрещи новатость. Плотность свободных трещин в них достигает 2000 на квадратный метр. Трещинная проницаемость состав ляет 0,2 IO"12 м2 и выше, трещинная пористость - 2,6-3,0%.

Нефть находится в порах матрицы и в трещинах. На основе механизма противоточной капиллярной пропитки она может выйти из этой системы пустот. При заполнении водой крем нистые породы подобно тому, как это отмечалось в случае глин, теряют коллекторские свойства. Такие коллекторы изучены А.И. Юрочко, Р.В. Данченко и другими на примере пиленгской свиты неогена в месторождении Окружном на Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Сахалине. Близкими им по типу являются коллекторы фор мации монтерей в Калифорнии.

Вулканогенные, магматические и метаморфические породы приобретают коллекторские свойства в основном в результате вторичных преобразований. Залежи углеводоро дов известны в кварцевых диоритах, серпентинитах, анде зитах, трахитах, вулканических туфах и других породах.

Обычно по соседству со скоплениями углеводородов в маг матических и метаморфических породах присутствуют за лежи и в осадочных. Так, на крупных месторождениях Мара и Ла-Пас (Маракаибская провинция), где нефтеносны мело вые известняки, богаты нефтью подстилающие их мета морфические и магматические породы фундамента. На чальные дебиты скважин составляли до 400 т/сут. Упомяну тые магматические и метаморфические породы-коллекторы относятся к трещинному типу, пористость которых не пре вышает 3%. Большой научный интерес представляет откры тие нефти в докембрийских гранитах вдали от осадочных толщ на глубине почти 7 км шведскими скважинами Грав берг и Стенберг (Gold, 1987).

В США (Техас, месторождения Тралл, Литтон-Спрингс), на Кубе (месторождения Мотембо, Кристалес, Бакуранао) считается, что нефтеносны серпентиниты. Однако на Кубе коллекторы нефти представляют собой по результатам изу чения автора олигомиктовые серпентинитовые песчаники внутри олистостромового комплекса. Дебиты скважин не велики - до 5-10 т/сут., хотя известны случаи, когда дебиты составляли сотни тонн в сутки.

Ряд месторождений связан с эффузивными породами коллекторами. Например, нефтегазовое месторождение My радханлы в Азербайджане, в котором коллекторами служат меловые андезиты, базальты и их гипабиссальные аналоги андезитовые и базальтовые порфириты. Поровое простран ство, по данным С.В. Клубова, преимущественно вторично го генезиса - трещины и каверны, причем последние имеют Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология размер от нескольких мкм до целых сантиметров. Прони 15 цаемость пород невелика - 2 10" м ;

пористость (откры тая) колеблется в широких пределах от единиц до 30%.

Эффузивные породы-коллекторы известны в Восточной Сибири и среди девонских отложений Днепровско-Донецкой впадины. В последнем случае, по данным В.М. Бортницкой с соавторами (1977), породы-коллекторы представлены эффу зивами основного и ультраосновного состава с трещинной, каверново-трещинной и трещинно-поровой пустотностью.

Они обладают высокой проницаемостью и пористостью до 14,8%.

Кроме эффузивных пород-коллекторов, известны вул каногенно-осадочные и вулканогенные, возникшие при массовом накоплении вулканического пепла. Такие породы коллекторы установлены в ряде районов Японии - Нисияма, Ямагата, Акита. Они представлены туфами, туфобрекчиями, туфопесчаниками, туфоалевритами, агломератовыми туфа ми. В отличие от ранее описанных пород магматического происхождения, последние нередко относятся к поровому типу, а их пористость может достигать 35-40%. Вулкано генные и вулканогенно-осадочные породы-коллекторы обычно представляют собой сложный порово-трещинный тип.

Породы-коллекторы, связанные с пепловыми туфами и вулканогенно-осадочными образованиями, известны в Ар гентине. К ним приурочены нефтяные и газовые залежи в палеогеновых отложениях впадины Мендоса. В США в штате Невада из кайнозойских вулканогенно-осадочных по род получены промышленные притоки нефти. Они получе ны также из вулканогенно-осадочных и вулканогенных по род в Грузии (Самгори-Патардзеули), Восточной Сибири (Неджелинская площадь).

Исследования туфов и вулканогенно-осадочных пород показали, что наиболее высокими коллекторскими свойст вами обладают образования, состоящие из частиц псамми Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений товой и псефитовой размерности с минимальным содержа нием цемента. Хуже качество коллекторов, состоящих из частиц алевритовой размерности. При сходстве петрогра фического состава и структуры пород наблюдается доволь но четкая зависимость проницаемости от открытой порис тости. Вместе с тем в породах с большим содержанием пе литового материала даже при высокой пористости прони цаемость практически отсутствует, а водонасыщенность может достигать 90-100%. Таким образом, в туфах и вулка ногенно-осадочных породах имеют место те же зависимо сти коллекторских свойств от структуры пород, что и в об ломочных.

Кора выветривания магматических и метаморфиче ских пород представляет определенный интерес для поис ков углеводородов. Составляющие ее породы иногда обла дают достаточно высокими коллекторскими свойствами. В Ливии, например, известно крупное месторождение нефти и газа Аугила, приуроченное к выступу фундамента. Коллек торы здесь - рифовые известняки, залегающие на глубине около 2600 м, и базальные песчаники верхнего мела, пере крывающие местами кору выветривания гранитоидов. Кора выветривания, выветрелые трещиноватые гранитогнейсы и частично граниты докембрийского возраста представляют собой коллекторы мощностью до 170 м. В США на место рождении Панхендл вместе с известняками, доломитами и аркозовыми песчаниками коллекторами являются и породы подстилающей коры выветривания гранитного выступа.

В Западной Сибири, Волго-Уральской нефтеносной об ласти и других регионах России также встречается кора вы ветривания и с ней бывают связаны залежи нефти и газа.

Например, в силикатной коре выветривания в Шаимском районе Тюменской области обнаружены залежи нефти на Даниловской и Убинской площадях. В Томской области имеются нефтегазовые залежи месторождения Калиновая, Западно-Останкинская, коллекторы которых представляют Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология кору выветривания карбонатных пород. Характерная осо бенность коллекторов в корах выветривания - их резкая из менчивость. Например, в Шаимском районе (по Е.Г. Жу равлеву с соавт.) открытая пористость коры выветривания варьирует от 1-3 до 25-30%, а проницаемость, как правило, не превышает 10 IO"15 м2, хотя в отдельных случаях она достигает 50 IO"15 м2. Все это приводит к резкой диффе ренциации скважин по продуктивности - от 80-100 т/сут. до практически сухих.

Породы-коллекторы кор выветривания в своем боль шинстве обладают низкими качествами и относятся по оце ночной классификации А.А. Ханина к пятому классу.

Исследования коры выветривания архейско-протеро зойского кристаллического фундамента Волго-Уральской области в пределах Татарского свода показали, что на глу бинах 1500-4000 м она представляет интерес с точки зрения наличия в ней коллекторов нефти и газа (табл. 9.4).

По мере повышения степени выветривания пород их коллекторские свойства улучшаются. Зона I самая нижняя, соответствует начальной стадии выветривания;

зона II - зона выщелачивания, тонкозернистые гипергенные образования (в основном гидрослюды) здесь слагают более 50% пород. Зона III (верхняя) - зона развития конечных продуктов разложе ния. Гипергенные образования (в основном каолинит) состав ляют основную массу породы. Надо заметить, что коры вы ветривания не всегда представлены всеми тремя зонами.

Насыщение пород полимеризующимися красителями показало, что поровое пространство определяется в основ ном наличием мелких трещин, разделяющих зерна породо образующих минералов в зоне дезинтеграции. Нефть была обнаружена в элювии фундамента, вскрытом скважинами Шугуровская-5, Кабык-Куперская-2 и др.

Добыча нефти и газа из магматических, метаморфиче ских и пород их кор выветривания составляет не более 1% от мировой.

Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений Таблица 9. Коллекторские свойства коры выветривания различных типов пород кристаллического фундамента Татарского свода (по Т.А. Лапинской, Е.Г. Журавлеву) Биотитовые и вы- Габбронориты, Амфиболовые к плагиогнеисы, основные кристал сокоглиноземистые S S « плагиогнейсы, чарнокиты, лические сланцы, BS S гранодиориты плагиограниты амфиболиты H rs CQ N N s 2 S S S о о о X X X X S е. е е S с с с о E J J J J J U J* PO 9 92.

ОД 11. III 12.1 0. M IA 4 16 2 5 4 M Li ool 4J 0. II 0. M 8, 2 2 4 2 2 5J_ 0. 6А 5А I 5 0.02 0. 10 2 28 6 Примечание: в числителе - среднее значение параметра;

в знаме нателе - число образцов.

9.9. Коллекторы нефти и газа на больших глубинах К настоящему времени на малых и умеренных глубинах большинство залежей нефти и газа уже разведаны даже в труднодоступных районах. Поэтому интенсивно проводится освоение недр на глубинах свыше 4-4,5 км. Скважины глу биной более 4 км называют глубокими, а более 6 км - сверх глубокими. Стоимость проводки глубоких, а тем более сверхглубоких скважин весьма высока - от 2-3 до 9-12 млн.

долл. Для повышения эффективности работ необходима вы Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология сокая степень геологического обоснования перспектив тер ритории и места заложения скважины. Важнейшей предпо сылкой для выбора места поисков залежей нефти и газа слу жит знание коллекторских и экранирующих свойств пород.

В разных странах с научными и практическими целями уже пробурено порядка тридцати тысяч глубоких и более десятка сверхглубоких скважин (рис. 9.11). Многие из них Рис. 9.11. Схематический разрез земной коры и сверхглубокое бурение. Принципиальные исходные условия заложения скважин (по И.Х. Кавееву и др., 2003):

I - шельф;

II - щиты и антеклизы платформ;

III - антеклизы, интер- и перикратонные прогибы платформ. 1 - гидросфера;

2 - океанические базальты;

3 - осадочные и осадочно-вулканогенные породы рифея, вен да, фанерозоя;

4 - докембрийские кристаллические породы «гранитно го» слоя (возраст 1000-3000 млн. лет);

5 - породы континентального «базальтового» слоя;

6 - породы мантии;

7 - высокоскоростные слои внутри «гранитного слоя» и граница Конрада;

8 - граница Мохоровичича Ч а с т ь II. Литология нефтегазоносных отложений дают промышленные притоки нефти, газа, газоконденсата с глубин до 6-7 км. Максимальная глубина, с которой полу чены промышленные притоки газа, составляет около 8000 м (США, Техас, скв. Рос Ледбеттер-1). Дебиты скважин с больших глубин достигают значительных величин. Напри мер, в районе оз. Маракаибо (Венесуэла) с глубины 5644 м получена нефть в количестве 700 в сутки. В Азербайджане на площади Булла-море с глубины 6208 м получен фонтан около 1 млн. м3 газа и 400 м3 конденсата в сутки.

Одна из первых сверхглубоких скважин - Аралсорская СГ-1, глубиной 6806 м была пробурена в 1968 г. по реко мендации ученых РУНГ им. И.М. Губкина в Прикаспийской впадине. В последующем были пробурены еще многие сверхглубокие скважины, среди которых своей глубиной выделяются скважины им. Бейдена-1 - 9159 м и Берта Род жерс-1 - 9586 м, обе в штате Техас, США. В России до сих пор в бурении находится скважина Кольская СГ-3, забой которой перешел глубину 12 км. Главным результатом об щенаучного значения бурения СГ-3 является установление в условиях докембрийских кристаллических пород щита свободной воды на глубинах до 12 км.

В мощных осадочных толщах, не испытавших крупных размывов, снижение коллекторских свойств пород с глуби ной происходит постепенно (см. рис. 9.4). Вместе с тем во многих районах выделяется зона оптимальных коллекторов, связанная с растворением на глубине карбонатов и перехода монтмориллонита в гидрослюду и каолинит (Минский, 1975). Ее положение определяется историей геологического развития, термобарическими и геохимическими условиями.

В молодых быстропогружающихся бассейнах она распола гается глубже, чем в среднем на платформах (1,5-3,5 км), где нет мощных соляных толщ. В связи с высокой тепло проводностью солей, пластовые температуры под ними ни же, чем на тех же глубинах, где они отсутствуют. Соответ ственно опускается и зона растворения кальцита. Примером Малиновский Ю.. Нефтегазовая литология хороших коллекторов на больших глубинах в молодых бас сейнах могут служить песчаники с открытой пористостью 15 19,4% и проницаемостью 147 х 10" м с глубины 4688 4690 м на площади Зыря-море (Азербайджан) и песчаники с открытой пористостью 12-15% с глубины более 6000 м на площади Булла-море. Другим примером из подсолевых от ложений могут служить известняки с пористостью до 23% и проницаемостью 140 IO"15 м2 с глубины 4500-5400 м на площади Карачаганак (см. рис. 9.9). Подобные примеры свидетельствуют о наличии на больших глубинах коллекто ров большой емкости, способных вмещать крупные залежи углеводородов.

Изучение керна из глубоких скважин и эксперимен тальные исследования образцов горных пород в напряжен ных термобарических условиях позволили установить два возможных варианта существования хороших коллекторов на больших глубинах:

1) сохранение или незначительные изменения их на чальных свойств;

2) возникновение в породах вторичного порового про странства и путей миграции.

Первый случай реализуется при погружении ловушки, уже заполненной углеводородами, или в коллекторах боль шой мощности, запечатанных в кровле и подошве новооб разованным цементом.

Второй - возможен при наличии мощной соляной по крышки или быстром погружении молодых отложений, что мы отмечали выше. Он реализуется также при механи ческом влиянии флюидов на коллекторские свойства по род, если пластовое давление существенно превышает гидростатическое. Такие пластовые давления называют аномально высокими (АВПД). Они могут превышать гид ростатическое более чем в 1,5-2 раза и осуществлять авто гидроразрыв пластов, резко улучшая их коллекторские свойства.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.